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华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-06 6.75 7.50 21.95% 7.04 4.30%
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事件:根据公司半年报,2019年上半年实现归母净利润38.2亿元,同比增长79%,二季度实现归母净利润11.6亿元,同比增长30%。业绩同比大幅改善,基本符合预期。 不含税电价上调叠加进口煤价走弱,业绩持续高增。受二季度水电、核电出力增加及气温偏低影响,公司发售电量大幅下降。根据公告,2019年第二季度,公司境内电厂发、售电量分别完成915.4亿Kwh(-11.9%)和867.8亿Kwh(-11.5%)。同时,公司的市场化比例大幅提升。2019年上半年,公司市场化交易电量875.5亿千瓦时,市场化比例为47.1%,同比提高10个百分点。发售电量下降叠加市场化比例提升,无碍公司业绩高增。一方面,增值税下调及电价折扣缩窄推动不含税电价提升。根据公告,2019年上半年,公司平均上网结算电价(含税)为0.4195元/Kwh(+0.22%),主要是由于华东、广东及山东地区电力供需格局改善,市场化折扣缩窄。同时,从今年二季度开始,火电增值税从16%下调至13%,间接提升不含税上网电价约为0.8分/Kwh。另一方面,公司进口煤占比约20%,进口煤价大幅下降,国内现货煤价同比小幅下调,2019年上半年境内火电单位燃料成本223.8元/兆瓦时(-5.6%),确保火电盈利持续改善。此外,公司的投资收益同比上升85.2%,主要是由于按权益法核算的对于深能股份等公司长期股权投资投资收益增加。 火电盈利改善可持续,风电有望成为新的利润增长点。火电业务有望受益于煤价下行实现业绩高增长。煤炭供给侧改革彰显成效,政策出台系列措施促使煤价逐步回归绿色合理区间。从煤炭供需基本面看,目前库存处高位,煤价旺季不旺,铁路运价运量均有望改善,煤价步入中长期下行通道。同时,宏观经济运行稳中偏弱,预计2019年全社会用电量保持5%左右的中速增长,存量火电机组的利用效率提升。公司火电占比高,具有煤价高弹性特点,有望受益于煤价下行。同时,公司的电力市场价比重接近50%,后续市场化比例大幅增长的空间有限,综合上网电价有望保持平稳。同时,新领导入主华能,精简项目审批流程,积极开发盈利较好的陆上风电和海上风电项目。公司的陆上风电项目及海上风电项目均位于资源丰富地带,如果得到国网公司的特高压通道支持,解决风电消纳的后顾之忧。依托公司的低融资成本优势,有望通过自主开发和外延并购风电项目,将风电打造成为公司新的利润增长点。 煤价走弱叠加利用小时数提升和市场化电价折价缩窄,火电龙头盈利有望持续改善,公司的现金流较好,在政府严控新增装机的背景下,新的资本开支小,持续性分红有保障。根据公告,公司承诺每年现金分红不少于可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元,今年的盈利形势向好,凸显其防御功能。此外,由于子公司华能洛阳热电投资的洛阳阳光热电申请破产清算,公司在二季度已计提减值2.4亿元,下半年进一步大幅减值的风险有所缓解。 投资建议:增持-A投资评级,6个月目标价7.5元。我们预计公司2019年-2021年的收入增速分别为8.0%、5.0%、5.4%,归母净利润分别为58.8亿元、78.2亿元和98.3亿元,看好公司业绩的改善。 风险提示:电价下调风险,全社会用电量增速低于预期,煤价持续高位。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-06 6.75 -- -- 7.04 4.30%
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受益煤价下跌,2019年上半年归母净利润同比增长79% 2019年上半年,公司实现收入834亿元,同比增长0.88%;归母净利润38.2亿元,同比增长79%;扣非归母净利润34.6亿元,同比增长80%;其中一季度扣非净利润24.8亿元,二季度扣非净利润9.8亿元。公司利润上升主要是单位燃料成本同比下降5.57%所致。 利用小时虽下滑,但煤价下跌利润弹性更大 利用小时、电价、煤价是影响火电盈利的核心三要素。利用小时↓:沿海省份受控煤、水电输入等原因,火电发电量增速下滑较多,公司浙江、广东、上海、福建,发电量分别同比下降18%、25%、16%、25%。整体上,公司上半年售电量同比下滑5.6%,控股装机增长1.6%,利用小时同比下滑7.6%。电价↑:2019年上半年市场交易电价略有提升,公司平均上网结算电价同比提升0.22%,叠加二季度增值税下调,扣税平均电价收入同比增长1.5%。煤价↓:2019年上半年全国平均电煤指数501元/吨,同比下滑6.8%;公司主要装机区域如山东、江苏、浙江、广东等地,电煤指数分别下滑6.3%、10.2%、5.2%、9.7%,受此影响,公司2019年上半年售电单位燃料成本同比下降5.57%。 全国火电龙头,受益煤价下行利润弹性高 假设2019-2021年公司煤炭采购平均价格(折算成5500大卡)比2018年分别下降50/70/90元/吨,预计公司2019-2021年EPS为0.34/0.48/0.62元。公司为国内火电龙头企业,机组质量优良、区位优势显著。电厂高库存煤价仍有下行压力,增值税由16%下调至13%让利火电企业,公司盈利有望回升,预计公司2019年ROE有望提升至6.0%,结合公司历史估值,给予A/H股2019年PB1.5/1.0倍,对应A/H股合理价值8.5元/股、6.6港币/股,给予A/H股“买入”评级。 风险提示:煤炭价格上涨风险;电力需求不及预期;电价下调风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-05 6.70 -- -- 7.04 5.07%
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事件:华能电力发布《2019年半年度报告》:2019年上半年实现营收834.17亿元(同比+0.88%),归母净利润38.20亿元(同比+79.11%)。 燃料成本下行及上网电价回升推动公司业绩改善:2019年上半年,华能国际实现归母净利润38.20亿元(同比+79.11%),其中第二季度实现归母净利润11.64亿元(同比+30.32%),业绩增长主要系:1)煤炭价格下降。2019年上半年,公司境内火电厂售电单位燃料成本为223.81元/兆瓦时(同比-5.57%),燃料成本共计473.18亿元(同比-9.19%);2)上网电价回升。2019年上半年,公司境内各运行电厂平均上网结算电价为419.51元/兆瓦时(同比+0.22%)。“市场电与计划电折扣缩窄”及“火电增值税下调”共同推动公司上网电价回升。 2019年第三季度用电量增速或将回升:由于全社会用电量增速回落以及水电、核电发电量大增,挤压火电空间。2019年上半年,公司中国境内各运行电厂完成发电量1953.75亿千瓦时(同比-6.15%),售电量1850.32亿千瓦时(同比-5.78%)。2019年第二季度,发电量915.36亿千瓦时(同比-11.86%),售电量867.78亿千瓦时(同比-11.52%)。2019年第三季度,预计“电能替代、高温天气、去年同期低基数”将共同推动全社会用电量增速回升,水电贡献预计边际减弱,利好火电。 2019年第三季度业绩表现可期:2019年H1末,预付款项19亿元(同比+51.76%),应付票据29亿元(同比+31.21%),主要系锁定优惠燃煤价格,预计部分“低燃料成本”将体现在第三季度。同时,公司以12.8亿元出售晋兴能源10%股权给山西煤电,评估增值率25.66%,但2019年H1末还未签转让协议,预计收益将体现在第三季度。 投资建议:预计2019-2021年实现归母净利润43.07亿、53.89亿、69.94亿,EPS分别为0.27元、0.34元、0.45元,对应PE分别为24.3X、19.4X、14.8X。随着煤炭供给侧改革接近尾声,预计煤炭价格将震荡回落,火电龙头(华能国际)盈利有望持续改善,给予2019年26X-28X市盈率估值,股价合理区间在7.0-7.6元,维持【谨慎推荐】评级。 风险提示:电煤价格下行不及预期风险;用电量回升不及预期风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-05 6.70 -- -- 7.04 5.07%
7.04 5.07% -- 详细
事件: 公司发布 2019年中报,2019年上半年实现营业收入 834.17亿元,同比增长 0.88%;实现归母净利润 38.20亿元,同比增长 79.11%,符合申万宏源预期。 投资要点: 沿海用电增速下降叠加水电冲击,公司发电量同比下滑。2019年上半年我国全社会用电量同比增长 5.0%,增速较 2018年同期回落 4.75个百分点;同时,用电增速区域分化加剧,东部沿海省份公司发电量显著低于中西部地区,叠加降雨偏多带来的水电冲击,东部沿海地区火电利用小时数普遍大幅下降。公司沿海省份装机容量占比较高,整体利用小时数受影响较大,上半年完成发电量 1953.75,同比减少 6.15%,其中二季度完成发电量915.36亿千瓦时,同比减少 11.86%。在发电量大幅下滑背景下,公司平均上网电价实现同比增长 0.22%,反映出电力市场化交易参与者更为理性。公司上半年境内营收同比减少25.87亿元,总营收同比增长主要系 2018年底巴基斯坦项目并表所致。 二季度主营业绩承压,利润同比增长系投资收益确认。受益今年上半年全国电煤价格平均同比下降 6.83%,公司上半年单位燃料成本同比下降 5.57%,助力公司业绩修复。但是分季度来看,公司盈利修复主要集中在一季度,二季度发电量快速下滑拖累业绩表现,二季度单季实现归母净利润 11.64亿元,较 2018年二季度同比仅增加 2.54亿元。值得注意的是,公司今年二季度单季实现投资收益 5.78亿元,较 2018年同期增加 3.99亿元,去除投资收益后公司二季度主营业务业绩呈现负增长。投资收益中最主要增量来自持股25.02%的深圳能源,深圳能源二季度确认电力花园项目销售收入。 上半年发电量下滑存在天气因素,期待下半年煤价下降释放弹性。除用电增速区域分化影响外,上半年全国厄尔尼诺现象偏强导致降雨多于往年,水电发电量大增的同时使得二季度气温低于去年同期,空调负荷较低压制用电需求增速。进入三季度以来全国平均气温显著上行,居民及三产用电增速有望回暖。煤价方面,年初矿难传导使得二季度煤价下行趋势变缓。随着安全整改的煤矿陆续复产、火电用煤需求减少,我们仍认为 2019年全国煤炭供需趋于宽松,三季度煤价有望呈现“旺季不旺”态势,四季度有望迎来新一轮下跌,公司煤价业绩弹性有望进一步释放。 盈利预测与估值:综合考虑煤价下行预期与增值税税率下调,我们维持公司 2019-2021年归母净利润预测分别为 50.92、69.73、76.90亿元,对应 EPS 分别为 0.32、0.44和 0.49元/股。对应 PE 分别为 20、15、13倍。公司作为全国性火电龙头,有望继续受益全国煤价下行,维持“增持”评级。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-05 6.70 -- -- 7.04 5.07%
7.04 5.07% -- 详细
事件: 公司发布半年报, ] 2019年 H1实现营收 834亿元,同比增长 0.9%,归母净利润 38.2亿元,同比增长 79%, 扣非后归母净利润为 34.7亿,同比增长79.8%。 每股收益为 0.23元, 同比增加 0.10元。 发电量下降拖累境内电力收入, 海外业务贡献收入显著。 2019H1完成发电量1954亿千瓦时,同比下降 6.2%,售电量 1850亿千瓦时,同比下降 5.8%,供热 1.3亿吉焦,同比增加 14.2%。受到境内发电量下降的影响,公司境内电力热力业务收入 734.9亿,同比下降 2.6%;境外收入为 57.9亿,同比增长 9.2%; 港口收入为 0.9亿(分部间抵消后),同比增长 42.6%;运输收入为 0.7亿(分部间抵消后),同比增长 196.6%。 发售电量均回明显主要系 2019H1水电等清洁能源发电挤出效益明显,火电行业累计发电量同比增速仅 0.2%,增速明显回落;叠加公司主要火电厂位于沿海,政策及需求影响发电量数据, 境内营收同比减少 25.9亿元,总体营收略有持平主要系海外业务贡献: 1) 新加坡业务营业收入同比增加 8亿元; 2) 巴基斯坦项目并表上半年实现营业收入 25.2亿元。 煤炭成本下行叠加电价上涨, 推动盈利改善反转。 上半年受煤价下行影响火电单位燃料成本 223.8元/兆瓦时,同比下降 5.6%,共计发生燃料成本 473.2亿元,较上年同期下降 9.2%,燃料成本同比减少 39.8亿元,公司营业成本同比减少18.3亿元。 电价方面, 平均上网结算电价为 419.5元/兆瓦时,同比增长 0.2%; 市场化交易电量 875.5亿千瓦时,交易比例同比增长 10.2pp 达 47%。电价上升叠加成本下降使得上半年毛利率提升 3.3个百分点达 16.4%,成本下降及电价略有提升是利润增长的主要原因。公司期间费用率为 8.9%( +0.5%),总体费用控制能力较好。上半年净利率提升了 2.4pp 至 5.8%, ROE 提升了 1.7pp 达4.5%,盈利能力有所改善反转。 分红稳定, 维持较高水平。 公司 2015-2017年现金分红金额占当年归母净利润比例为 52%、 50%和 88%, 2018年现金分红金额同比增长 3.3%。根据公司承诺, 2018-2020年原则上分红不少于可分配利润的 70%且每股派息不低于 0.1元,对应 19年股息率约 4%,分红比例高。 盈利预测与投资建议: 预计 2019-2021年 EPS 分别为 0.38元、 0.45元、 0.51元, 对应 PE 18倍、 15倍、 13倍。 公司是 A 股火电龙头,煤价若回调业绩弹性显著,首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示: 煤价或持续上升、 下游需求影响、 电价波动、 费用增长或超预期等。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-02 6.52 8.42 36.91% 7.04 7.98%
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事项: 2019上半年,公司合并营业收入为 834.17亿元,较上年同期上升 0.88%; 营业成本为 697.35亿元,较上年同期下降 2.85%;毛利率达 16.4%,同比去年同期提升 3.2pct;利润总额为 63.65亿元,较上年同期上升 73.33%;实现归属母公司的净利润 38.20亿元,较上年同期上升 79.11%;每股收益为 0.23元,较上年同期增加 0.10元。 评论: 燃料成本降低,大幅提升业绩。公司实上半年毛利率达 16.4%,同比去年一季度提升 3.2pct.,主要得益于燃料成本的降低。 2019H1,全国电煤平均价格 501.5元/吨,较去年同期下跌 6.8%;公司售电单位燃料成本为 223.81元/兆瓦时,同比下降 5.57%,基本与全国电煤价格趋势保持一致。煤价供需向宽松发展,将持续回落:1-6月份,原煤产量 17.6亿吨,同比增长 2.6%;进口煤炭 1.54亿吨,同比增长 5.5%;重点电厂日均耗煤量却同比下降 4.2%,煤价供需向宽松发展。2019H1,CCTD 广州港进口动力煤(Q5500)到岸价同比下跌 18%,进口煤价格优势巨大。2019年,公司进口煤采购比例预计为 25%,将充分受益外围煤价下跌。我们测算,标煤价格波动 10元/吨,公司 2019年的业绩相应波动 11%。 东部省份受外来电挤压,导致公司发电量增速下滑。2019H1,全国水电发电量增速 11.8%,较去年同期提高 8.9pct;受此影响,外购水电占比较高的山东、江苏、广东、浙江的省内发电量增速分别为 1.5%、1.2%、-6.8%、-2.8%,大幅低于全国发电量增速 3.3%。核电发电量大幅增长,挤占火电发电空间。 2018年初以来,全国共投产 9台核电机组。其中,山东 2台、江苏 2台、广东 3台、浙江 2台。因此,2019H1公司位于山东、江苏、广东、浙江的电力机组深受外来电和核增长的挤压,发电量大幅下滑 6.15%。 边际安全提高,用电负荷高增催化行业。据悉,受高温天气影响,近日我国用电水平持续攀升。7月 22日至 25日,全国日发电量连续四天创历史新高,最高达 235.35亿千瓦时,较去年夏季最高值增长 4.2%。随着调价等风险逐渐解除,电力行业边际安全提高,借势用电负荷攀高,料将迎来投资机会。特别是低优先级火电,对用电负荷增长的敏感度最高。 增值税率下调大概率让利火电企业,浙江调价属情非得已。7月 8日,浙江省发改委发布《关于调整部分电厂上网电价有关事项的通知》,浙江省火电让利3个点增值税,用于降低一般工商业电价。浙江省一般工商业用电占比 22.7%,远高于全国 14%的水平,降价压力大,不具普遍性。若完成 2019年一般工商业用电降价 10%的目标,需要让利约 80亿元。通过第一批和第二批降价措施,仍有 14.5亿元降价缺口。浙江省利用燃煤标杆电价(含税)让利 3个点增值税,下调 1.07分/千瓦时补齐。公司有 532万千瓦煤电装机位于浙江,含税燃煤电价下调后对公司收入影响 2.4亿元,较 2019年预测值减少 0.14%。 盈利预测、估值及投资评级。我们预计公司 2019-2021的归母净利润分别为56.3亿元、91.0亿元、130.4亿元(原预测分别为 64.1亿元、98.3亿元、132.8亿元),同比增长 291.1%、61.7%、43.3%,对应 EPS 为 0.36、0.58、0.83元/股(原预测为 0.41、0.63、0.85元/股),对应 PE 为 18.2、11.2、7.8倍,对应PB 为 1.2、1.1、1.0倍。参考 SW 火电板块可比公司 2019年平均 PB 为 1.1倍,给予龙头公司 2019年 1.5倍 PB,目标价至为 8.42元,维持“强推”评级。 风险提示:煤价上涨;电价下调;利用小时不及预期。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-02 6.52 7.19 16.91% 7.04 7.98%
7.04 7.98% -- 详细
19Q2业绩超预期,看好火电龙头未来反弹 19Q2公司实现营收/归母净利润377.8/11.6亿,同比-3.8%/+30.3%,在电量明显下滑的背景下,煤价下行驱动业绩小幅超预期。我们坚定认为长期煤炭供需依旧向宽松格局演变,公司有望充分受益于煤价下行。考虑到后期电量或将继续下行,适当下调盈利预测,19~20年归母净利预计为80/101亿,EPS0.51/0.64元(前值0.60/0.73元),给予19年1.25-1.35倍目标PB,目标价7.19-7.76元(前值7.30-7.88元),维持“增持”评级。 入炉煤价下行助力业绩超预期,火电龙头逆周期属性凸显 19Q2公司实现营收/归母净利润/扣非归母净利377.8/11.6/9.8亿,同比-3.8%/+30.3%/+26.2%,在电量明显下滑的背景下,煤价下行等因素驱动业绩小幅超预期:1)燃料成本降低推动毛利率提升1.3pct至14.1%,驱动税前利润增加3.2亿;2)投资收益增加推动税前利润增长4.0亿,因深能股份等公司长期股权投资投资收益增加,根据深圳能源公告,19H1预计归母净利增长49%-86%,华能国际持有该公司25%股权;3)其他收益同比+45%,系子公司收到的地方政府供热补贴增加,推动税前利润增长1.0亿。 燃料成本降低是驱动业绩超预期主因 1)收入端:受用电需求增速趋缓+清洁能源挤压火电,致使发电量下滑明显,根据公司公告,19Q2境内电力业务发电量/售电量/结算电价同比-11.9%/-11.5%/+0.8%,驱动国内电力业务营收-10.8%,报告期内公司营收同比-3.8%,我们认为或因巴基斯坦项目并表及中新电力营收增加所致;2)成本端:受益于现货煤价走低,上半年公司燃料成本显著下行,19H1公司境内火电厂售电单位燃料成本为223.81元/兆瓦时,同比-5.8%,驱动主业毛利率明显增长,19Q1/Q2为18.3%/14.1%,分别同比+4.8/1.3pct。 继续看好煤价下行,火电龙头扬帆远航 受益于煤炭产能加速释放,叠加中游煤炭库存持续高位+下游电厂日耗温和,上半年煤价显著走低,19Q1/Q2秦港Q5500动力末煤现货价分别为602/609元/吨,同比走低98/19元/吨,我们坚定认为长期煤炭供需依旧向宽松演变,目前国内已步入迎峰度夏时节,7月秦港Q5500动力末煤均价仅597元/吨,同比走低59元/吨,煤价旺季不旺趋势有望确立。截至2019年中,公司84%的装机为燃煤发电机组,未来有望充分受益于煤价下行。 电量下行超预期,下调盈利预测,维持增持评级 考虑到国内宏观依旧承压+清洁能源发电量有望继续增长,公司后期电量或将继续下行,我们适当下调盈利预测,19~20年归母净利预计80/101亿,EPS0.51/0.64元(前值0.60/0.73元),BPS5.75/6.03元(前值5.84/6.14元),参考同类公司19EPB均值1.18x,考虑到公司龙头效应突出,可享受一定估值溢价,给予19年1.25-1.35倍目标PB,目标价7.19-7.76元(前值7.30-7.88元),维持“增持”评级。 风险提示:煤价上行风险,电价调整风险,电量下行风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-02 6.52 -- -- 7.04 7.98%
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事件: 公司发布2019年半年报。上半年公司营业收入834.17亿元,同比增7.3亿元,增幅0.88%; 营业成本697.35亿元,同比减20.4亿元,降幅2.85%;归母净利润38.2亿元,同比增16.87亿元,增幅79.1%;扣非归母净利润34.65亿元,同比增15.38亿元,增幅79.8%;EPS为0.23元,同比增加0.10元。其中,Q1、Q2归母净利润分别为26.56、11.64亿元,分别同比增14.16、2.71亿元,增幅为114.3%、30.3%;Q1、Q2扣非归母净利润分别为24.82、9.82亿元,分别同比增13.25、2.13亿元,增幅分别为114.5%、27.7%;非经常损益包括政府补助等。 1.境内发电量下降、营收微降,境外营收增加,上半年公司营收微增0.88% 用电量增速下滑、水电核电冲击,公司境内发电量下降6%。上半年受宏观经济、天气的影响,全社会用电量增速下滑至5%,同时公司装机比重较大的华东、广东、山东等地区外来电大幅增长,水电、核电发电量大幅增长,挤占公司境内火电发电空间。上半年公司境内发电量1953.75亿千瓦时,同比下降6.15%;供热量累计完成1.34亿吉焦,同比增加14.20%。其中,Q1/Q2公司发电量分别同比下滑0.45%、11.86%,主要为煤电、气电同比下滑明显,其中煤电Q1/Q2分别同比下滑0.64%、12.27%,气电Q1/Q2分别同比下滑5.51%、21.93%。 市场电规模进一步扩大,平均上网电价同比增0.22%,增值税率下调提升除税上网电价。上半年公司市场化交易电量875.53亿千瓦时,交易电量比例为47.05%,比去年同期增长10.15个百分点。随着市场化的理性推进,市场电折价有所收窄,因此在市场电量占比提高的同时,平均上网电价仍有提升,上半年公司境内电厂平均上网电价为419.51元/兆瓦时,同比增0.22%。此外,今年4月起,增值税税率从16%降低至13%,公司除税上网电价同比提高。 境内营收微降,境外业务带动营收微增。上半年由于公司发电量减少等原因,公司境内营业收入同比减少25.87亿元,但境外业务带动公司营业收入增加,其中:新加坡业务营业收入同比增加8.00亿元;巴基斯坦项目2018年底并表,2019上半年营业收入为25.18亿元。 2.动力煤价格同比下降,燃料成本下降为公司利润上升的主要原因 上半年动力煤价格有所松动,同时由于沿海需求较弱等原因,进口煤价格下降,公司燃料成本下降,毛利润增加27.8亿元。上半年公司境内火电厂售电单位燃料成本为223.81元/兆瓦时,同比下降5.57%。上半年燃料成本473.18亿元,同比减少约47.9亿元,降幅9.19%;折旧费用98.90亿元,同比增加2.48亿元,增幅2.57%;人工成本36.99亿元,同比增加3.3亿元,增幅9.81%。上半年公司毛利润136.8亿,同比增加27.8亿元;利润上升的主要原因为燃料价格同比明显下降。 3.财务费用、投资收益均增加,孙公司破产计提资产减值 上半年公司财务费用55亿元,同比增3.5亿元,主要原因为利息支出、汇兑损益及银行手续费等增加;投资收益7.36亿元,同比增3.38亿元,主要由于公司按权益法核算的对于深能股份等公司长期股权投资投资收益增加;减值损失2.44亿元,主要原因为子公司投资的洛阳阳光热电申请破产清算,此外海口电厂4#5#机组落后机组将于2020年6月底关停,需计提资产减值准备。此外公司盈利改善后,所得税增加,少数股东损益增加。 4.巴基斯坦项目通过融资租赁规避汇率等变动成本风险,海电项目建设推进,公司现金流好 为避免汇率贬值的影响,巴基斯坦中央购电局将以支付电价的方式在固定期限内偿还如意巴基斯坦能源的资本性投入,并通过支付浮动电价承担项目运营过程中的汇率、利率和其他变动成本上涨的风险;上述协议安排构成一项融资租赁,截至中报,公司长期应收融资租赁款(含一年内到期部分)金额为人民币108.8亿元。2019年公司将投资约240亿元建设风电项目,目前公司在建的风电项目除陆上风电外,还包括平湖、勒门、如东海上风电等项目。待项目投产后,公司风电装机容量将大幅提升。上半年公司现金流量净额167亿元。 5.盈利预测:预计公司19-20年归母净利润为58.52、67.58亿元,EPS为0.37、0.43元/股。 风险提示:动力煤价格居高不下,燃煤标杆电价下调,市场电过度折价,用电量大幅下滑
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业绩同比改善,符合市场预期 公司发布 2019年半年报,公司实现营收 834.17亿元(同比+0.88%),营业成本 697.35亿元(同比-2.85%),归母净利润 38.2亿元(同比+79.11%),扣非净利润 34.65亿元(同比+79.84%)。公司业绩基本符合市场预期,煤价的同比下降是公司业绩同比改善的主要因素, 2019年上半年公司境内火电厂售电单位燃料成本为 223.81元/兆瓦时,同比下降 5.57%。我们认为,未来煤炭供需将呈现相对宽松格局,煤价中枢震荡下行,火电盈利能力将显著改善。作为火电行业龙头,具有规模优势以及更高的煤价弹性,我们预计公司2019-2021年 EPS 分别为 0.36、0.45和 0.53元,当前股价对应 PE 分别为 18.2、14.4和 12.3倍,公司是 A 股最纯粹的火电龙头标的,维持“推荐”评级。 煤炭供需格局偏宽松,公司燃料成本持续下行 2019年上半年公司境内火电厂售电单位燃料成本为 223.81元/兆瓦时,同比下降 5.57%。 2019年上半年的燃料成本总计 473.18亿元, 2018年上半年的燃料成本为 516亿元,所以 2019年上半年的燃料成本同比下降了 8.3%。 2019年上半年秦皇岛港动力末煤(Q5500)平仓价年均值为 605.28元/吨,同比下降了 8.77%。整体看,“十三五”煤炭行业去产能主要目标任务基本完成, 2019年 6月原煤产量同比增长 10.4%,煤炭整体供需正在边际宽松, 2019年动力煤价格正在回归绿色区间。 用电增速回落及气候因素短暂影响公司上半年发电量,看好下半年 2019年上半年,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成发电量1,953.75亿千瓦时,同比下降 6.15%。一是因为 2019年上半年全国全社会用电量同比增长 5.0%,而 2018年上半年用电量同比增长 9.4%,增速有所回落; 二是因为上半年气候因素,用电负荷低于 2018年同期,且中下游地区降水偏丰,水电利用率提升导致挤占效应。但是将来在煤炭价格边际改善、用电进入夏季高峰、电厂用煤日耗大增的情况下,再叠加公司 2018年下半年的低基数,预计公司全年业绩将得到显著改善。 风险提示: 电力需求不及预期,煤价走势不及预期,上网电价下调风险
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-01 6.52 7.80 26.83% 7.04 7.98%
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一、事件概述 公司发布2019年半年度报告:报告期内公司实现营业收入834.17亿元,较上年同期上升0.88%;营业成本为697.35亿元,较上年同期下降2.85%;归属于上市公司股东的净利润38.20亿元,同比上期增长79.11%,基本每股收益0.23元,同比上期增长76.92%。 二、分析与判断 燃料成本端下行,结算电价微增,大幅改善边际利润。2019年上半年,公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为419.51元/兆瓦时,同比增长0.22%;受煤炭价格同比下降的影响,2019年上半年公司境内火电厂售电单位燃料成本为223.81元/兆瓦时,同比下降5.57%,上半年共计发生燃料成本473.18亿元,较上年同期下降9.19%。本期归母净利润大幅增长79.11%,主要系燃料成本的大幅下降所致。以秦皇岛港口5500大卡动力煤为例,1-6月份均价为609元/吨,同比回落62元/吨,跌幅9.24%,行业整体价格受环保督查、矿难、及进口煤限制等因素叠加,降幅不及预期,但公司通过预付票据及账款等方式提前布局锁定优惠煤价,密切跟踪政策及国内外煤炭市场的变化,加强与有竞争力的大矿的合作,确保长协煤履约,大大降低了燃料成本,体现出公司作为全国最大的发电企业之一的成本控制及议价能力。未来看好煤价持续下行,持续惠及公司,改善利润。 二季度全社会用电量回落叠加水电挤压,公司发电量不及预期。公司布局全国26个省市电厂,截至2019年6月30日,拥有可控发电装机容量106,136兆瓦,权益发电装机容量93,520兆瓦,天然气、水电、风电、太阳能和生物质发电等清洁能源装机占比16.05%,装机结构进一步优化。2019年第二季度,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径完成发电量915.36亿千瓦时,同比下降11.86%;完成售电量867.78亿千瓦时,同比下降11.52%。整体2019年上半年,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径完成发电量1,953.75亿千瓦时,同比下降6.15%;完成售电量1,850.32亿千瓦时,同比下降5.78%。与此同时,从需求角度看,今年上半年全社会用电量33980亿千瓦时,同比增长5%,低于去年全年8.5%的用电增速,整体用电增速回落。加之,今年二季度开始,降水偏丰,上半年全国规模以上电厂水电发电量5138亿千瓦时,同比增长11.8%,受来水偏丰,水电挤压,火电日耗难以提升,全国规模以上火电厂发电量24487亿千瓦时,同比仅增长0.2%。用电增速大幅下滑叠加水电挤压,公司发电量大幅减少。 中国电改迎来全面市场化交易时代,看好公司作为优质龙头企业燃料成本控制优势。根据国家发展改革委下发的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》,全面放开经营性电力用户发用电计划,提高电力交易市场化程度,即经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。2019年上半年,公司结算市场化交易电量875.53亿千瓦时,交易电量比例为47.05%,比去年同期增长10.15%。未来伴随市场的放开,市场交易电量占比将不断增长,结算电价可能逐步走低,因此,一方面区域用电需求旺盛、市场开拓能力强、装机结构优质的电力企业有望持续受益;另一方面,看好公司作为火电龙头企业,提前布局锁定优惠煤价,通过降低成本来弥补电价降幅,未来火电市场面临电改洗牌后,将呈现出强者恒强的局面。 三、盈利预测与投资建议 公司作为业内龙头,在上半年动力煤价格回落同时,积极通过预付票据及账款等方式提前布局锁定优惠煤价,确保长协煤履约,大大降低了燃料成本,从而确保了半年度利润的大幅增长。我们预计2019-2021年公司营业收入分别为1771、1837、1901亿元,归属母公司股东的净利润分别为53.47、62.26、80.62亿元,对应EPS分别为0.34、0.40、0.51元/股,对应PE分别为19、16、13倍,给予“买入”评级。 四、风险提示 1、动力煤价格下降不及预期;2、全社会用电量增速不及预期;3、电力结算价格下降。
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境内电力业务“量减价增”拖累营收 电量方面,2019H1公司境内电厂发电量1954亿千瓦时,同比下降6.2%;其中2019Q2公司境内电厂发电量915亿千瓦时,同比下滑11.9%,环比下滑11.8%。受经济疲弱、基数效应等因素影响,2019H1全社会累计用电量同比增长5.0%,较上年同期放缓4.4个百分点;规模以上电厂累计发电量同比增长3.3%,较上年同期放缓3.5个百分点。受益于区域来水向好,水电挤出效应明显,2019H1火电累计发电量同比增长仅0.2%,较上年同期回落7.8个百分点,较2019Q1回落1.8个百分点。此外,公司位于沿海地区的电厂相对较多,沿海地区能源双控等政策执行亦影响了公司境内电厂发电量的增长,导致2019H1公司境内电厂发电量增速显著低于全国火电同期均值。电价方面,考虑到市场电变化(比例扩张、折让幅度收窄)、及浙江地区煤电上网电价下调等因素综合影响,2019H1公司境内电厂平均上网电价约0.420元/千瓦时,同比小幅增长0.2%;我们测算2019Q2公司公司境内电厂平均上网电价0.417元/千瓦时,同比增长0.8%。境内电力业务“量减价增”拖累叠加巴基斯坦电力项目并表因素,2019H1公司营业收入同比仅增长0.9%(经重述),其中2019Q2公司营业收入同比下滑3.8%(经重述)。 成本改善驱动基本面向上,逆周期属性凸显 尽管2019Q1矿难事故等因素对煤价产生扰动,但2019年以来动力煤价中枢下行趋势确立。2019H1秦皇岛港5500大卡动力煤均价同比下降8.8%,全国电煤价格指数均值同比下降6.7%。公司2019H1境内火电厂单位燃料成本同比降低5.6%,降幅略低于同期煤价基准降幅,我们推测主要受长协煤及燃机燃料成本的影响。受益于成本端改善,公司2019H1毛利率16.4%,较上年同期提升3.3个百分点;其中2019Q2毛利率14.1%,较上年同期提升1.3个百分点。我们始终强调,在低景气度阶段,煤价(而非利用小时数)对火电盈利的敏感性更高(详见我们2018年3月的深度报告《电力行业-走出“至暗时刻”》)。公司成本改善有效对冲营收影响,驱动盈利回升,“逆周期”属性凸显。我们判断在煤炭供给侧改革边际宽松,叠加煤炭产能及运力释放的背景下,煤价中枢有望持续下行,进而提振公司业绩。 资产减值损失计提,不改业绩回升趋势 2019Q2公司计提资产减值损失3.1亿元(显著高于上年同期),主要为洛阳阳光热电(2*13.5万千瓦)申请破产计提减值2.3亿元,及海口电厂4#、5#机组(2*13.8万千瓦)2020年6月关停计提减值0.3亿元。尽管受资产减值损失拖累,公司2019Q2归母净利润11.6亿元,仍同比增长30.3%。 分红比例明确,火电股中难能可贵 公司明确2018-2020年股东回报规划,在满足分红条件的前提下“每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元人民币”。公司的分红比例在火电股中实属可贵,我们测算公司2019E股息率约3.7%。 盈利预测与投资评级 根据公司2019H1发电量、煤价情况修正盈利预测,下调公司2019-2021年的EPS分别至0.35、0.45、0.52元(调整前分别为0.43、0.56、0.63元),当前股价对应华能国际(A)2019-2021年的PE分别为19、14、13倍,对应华能国际(H)2019-2021年的PE分别为9、9、8倍。公司作为火电龙头,盈利复苏确定,受益于煤价下行,维持华能国际(A)“买入”评级、维持华能国际(H)“买入”评级。 风险提示: 上网电价超预期下行,动力煤价格超预期上涨,电力需求超预期下滑,汇兑损失过大,电力行业改革进度低于预期的风险等。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-07-24 6.29 -- -- 7.04 11.92%
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火电龙头,优质资产全国布局。截至2018年底,公司拥有控股、权益装机容量分别为10599万千瓦、9376万千瓦,境内电厂年发电量居国内行业可比公司第一。装机结构中,煤电装机占83.5%。公司的电厂主要分布在东部沿海和中部蒙华铁路沿线,布局更多在电力负荷中心,煤电价差相对更具有优势,机组盈利能力较强。 新董事长上任,战略转型新能源,有利估值提升。2018年11月,舒印彪履新华能集团董事长,狠抓管理,19Q1集团利润增长65%,上市公司归母净利增长114%。集团相继签订江苏省1600亿元海上风电项目,以及战略收购港股协鑫新能源等,凸显管理层未来以清洁能源主,战略大转型的决心。而江苏海上风电,按照25%的资本金算至少要投入400亿元,而华能集团18年经营活动现金流流入为458亿元(还有不少资金需要维持在建项目的资本开支),新能源领域的持续投资可能存在资金缺口。而未来风电装机占比的提升有助于提升华能国际的ROE和估值水平。 煤炭供给逐渐过剩,煤价下行将大幅改善公司盈利。1、2018年底煤炭在产产能+联合试运转产能已达38.9亿吨,而2018年的煤炭产量仅有35.5亿吨,产能利用率从2017年的93%下滑至91%。2019年煤炭行业的投资增速还在上行,即使陕西矿难导致陕西1-4月年化产量下降约7600万吨,煤炭库存仍在不断创同期新高,仍然体现出供给过剩的局面。2、下半年受贸易摩擦和国内经济增速回落影响需求不确定性加大,且清洁装机挤压火电需求。2019下半年动力煤价有望重新回归下行通道。我们测算当长协煤占比为60%时,若煤价相对2018年653元/吨的均价跌幅分别为30元/吨、60元/吨、90元/吨时,对应18年归母净利增厚分别为12亿元,23亿元,35亿元。 煤价弹性>利用小时弹性,发电量下行周期中股价表现反而较好。我们认为发电量下行对华能国际并不构成利空,因为在发电量增速回落时,煤炭成本往往跌幅更大,带来盈利上升和估值修复。 盈利预测和估值。预计公司2019-2021年实现归属母公司所有的净利润70、85、90亿元,对应EPS分别为0.45、0.54、0.57元/股。参考可比公司估值(PE16x,PB1.0x),综合考虑PE、PB两种估值方法,我们认为公司龙头地位以及管理上的转变值得给予估值溢价,未来煤价下行公司盈利将显著改善,给予公司19 年17-19倍PE 估值,对应合理价值区间7.65-8.55元,维持“优于大市”评级。 风险提示。宏观经济下行带来全社会用电量承压;电力体制改革下市场电让利进一步扩大;煤价下行的时点存在不确定性。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-05-01 6.42 7.53 22.44% 6.93 6.29%
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投资建议:煤价下降毛利显著提升,公司一季度业绩大超预期,维持19-21年eps预测为0.34、0.47、0.55元,考虑公司作为全国第一大火电,有望显著受益于增值税率调整及煤价下行,给予19年略高于行业平均的23倍PE,维持目标价7.65元,维持增持。 事件:公司发布一季报,2019Q1营收456.5亿元,同比增长5.5%;归母净利26.56亿元,同比增长117.9%。一季度业绩超预期。 电力收入微减,供热收入及境外业务收入增加,Q1营收增长5.5%。2019Q1营收456.5亿元,同比增长5.5%:1)电力收入微减:电量方面,2018Q1上网电量982.6亿千瓦时,同比下降0.1%,其中火电上网电量949.5亿千瓦时,同比下降0.5%,主要由于沿海省份受控煤政策影响电量显著下滑,其中广东同比减少13.3亿千瓦时,福建同比减少4.8亿千瓦时。电价方面,Q1上网电价0.422元/千瓦时,同比下降0.4%。量价均略有下跌,电力业务营收微减;2)供热收入略增:Q1供热收入50.4亿元,同比增加5.44亿元;3)海外业务收入大幅增加:其中新加坡大士能源收入31.68亿,同比增加5.72亿;巴基斯坦项目由以前的权益法核算变为今年的合并报表,增加14.02亿。 燃料成本下降,毛利率显著提升,Q1业绩超预期,全年业绩有望大幅改善。2019Q1单位燃料成本同比下降约7.8%(其中燃机单位燃料成本同比下降9.2%),毛利率同比提升4.8个百分点,毛利同比增加约25亿。归母净利26.56亿元,同比增长117.9%。我们预计在增值税率调整及煤价下降的共同作用下,2019年业绩有望大幅改善。 风险因素:用电需求不达预期、煤价上涨超预期。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-05-01 6.42 -- -- 6.93 6.29%
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供热业务增加、巴基斯坦并表、增值税调整、海外业务增加可能为Q1电量电价同比下滑、但营收同比增加5%的主要原因 2018年底,巴基斯坦项目纳入合并报表,且为非同一控制下合并,不追溯业绩;巴基斯坦项目19Q1营业收入13.87亿元,净利润1.63亿元,并表后增厚公司营收与利润情况。18Q3,公司收购的莱芜发电、聊城热电、莱芜热电均为热电联产,有望带动公司供热业务明显增长。 19Q1公司境内电量电价均同比下滑。Q1浙江夹浦光伏1.03MW、浙江西塘光伏1.77MW、广西贵港七星岭风电24.5MW投产;山东莱州风电部分机组45MW关停;公司控股装机为105,973兆瓦。Q1公司境内发电量1038.39亿千瓦时,同比降0.45%;售电量982.55亿千瓦时,同比降0.06%;平均电价421.87元/兆瓦时,同比降0.40%;主要原因:①全社会用电量增速放缓;②公司火电比重较大,一季度全国水电风电核电电量高速增长,挤占火电发电空间;③华东地区受控煤政策影响,火电发电量受到影响。 公司电量、电价同比下滑的情况下,营收与18Q1重述相比,增22.36亿元,我们推测原因为:①巴基斯坦项目自18年底并表,19Q1营收13.87亿元,净利润1.63亿元,增厚公司营收与利润情况;②推测供热业务可能会明显增长,一方面是公司拓展热力业务的原因,另外公司18Q3收购的莱芜发电、聊城热电、莱芜热电均为热电联产,有望带动公司供热业务明显增长;③18年5月增值税率从17%下调到16%,因此19Q1不含税电价为363.68元/兆瓦时,比18Q1(362.01元/兆瓦时)增加0.46%,根据售电量测算出发电业务营收增幅是1.44亿元;④新加坡电厂市场占有率提高0.5pct。 Q1煤价下滑,营业成本同比减少0.58%,带动公司业绩同比增加114% Q1公司营收同比增5.15%,但营业成本同比减少0.58%,因此毛利率为18.31%,同比增加4.82pct,相比18年底增加7.01pct。与18Q1相比,19Q1动力煤价格明显下降,且燃煤、燃机发电量均同比下滑的情况下,公司营业成本并未大幅减少,推测可能为公司供热业务增加、海外业务成本增加。 盈利预测:公司Q1归母净利润为26.56亿元,同比增114.27%,我们上调将对公司盈利预测,将2019-2020年归母净利润从27、39.2亿元上调到58.52、67.58亿元,对应EPS从0.17、0.25元/股上调到0.37、0.43元/股。 风险提示:动力煤价格居高不下,燃煤标杆电价下调,市场电过度折价,用电量大幅下滑,弃风弃光严重。
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*说明:

1、“起评日”指研报发布后的第一个交易日;“起评价”指研报发布当日的开盘价;“最高价”指从起评日开始,评测期内的最高价。
2、以“起评价”为基准,20日内最高价涨幅超过10%,为短线评测成功;60日内最高价涨幅超过20%,为中线评测成功。详细规则>>
3、 1短线成功数排名 1中线成功数排名 1短线成功率排名 1中线成功率排名